CORROSÃO NAFTÊNICA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ 
Programa de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de 
Materiais e Processos Químicos e Térmicos - PIPE 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESTUDO DO COMPORTAMENTO CORROSIVO DE ÁCIDOS 
NAFTÊNICOS EM ESCOAMENTO 
 
 
 
 
Proposta de projeto para tese de mestrado na 
área de concentração de Ciência e Engenharia 
de Materiais. 
Aluna: Ana Carolina Tedeschi Gomes 
Orientador: Prof. Dr. Haroldo de Araújo Ponte 
 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
MAIO / 2003 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO................................................................................................4 
2. ESTADO ATUAL DA ARTE ...........................................................................9 
2.1. Mecanismo de corrosão por ácidos naftênicos.........................................9 
2.2. Influência das variáveis de processo .........................................................9 
2.3. Sistemas Experimentais ............................................................................10 
3. OBJETIVOS..................................................................................................16 
4. MATERIAIS E MÉTODOS............................................................................17 
5. RESULTADOS ESPERADOS......................................................................19 
6. CRONOGRAMA DE EXECUÇÃO ................................................................20 
7. FINANCIAMENTO ........................................................................................22 
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.............................................................23 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
 
 
Figura 1 - Dependência do número de acidez total em relação ao tempo de 
exposição do aço carbono 1018 em óleo mineral com 0,25 M CHCA a 
275ºC[1]..........................................................................................................11 
Figura 2 - Curva Modificada de McConomy[13] .......................................................12 
Figura 3 - Multiplicador de taxa de corrosão[13] ......................................................12 
Figura 4 - Isotermas de corrosão para aço carbono em mistura de óleo e ácidos 
naftênicos [2] ..................................................................................................14 
Figura 5 - Representação do reator em forma de L ...............................................17 
Figura 6 - Fluxograma do sistema proposto...........................................................18 
 
 
 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
A corrosão por ácidos naftênicos é um dos temas de maior interesse na 
industria de petróleo. Embora já se saiba algumas coisas sobre este fenômeno, ele ainda 
não está completamente compreendido. O tipo de ácido e a presença de outros 
constituintes no petróleo possuem influencia na corrosão, assim como a temperatura e o 
fluxo do fluido[1]. 
Este tipo de corrosão não é um problema recente para as refinarias. Durante a 
década de trinta (século 20) este fato foi identificado nas refinarias dos Estados Unidos 
como um grande problema durante o processamento de óleos ácidos[2]. Em 1956, 
Derungs[3] apontou as característica do cru e as condições de processo que favorecem a 
corrosão por ácidos naftênicos e sugeriu caminhos para minimizar os danos na coluna de 
destilação, e identificou as unidades mais susceptíveis. 
Recentemente intensificou-se a necessidade de pesquisas nesta área, pois as 
refinarias estão processando uma grande quantidade de crus nacionais e estrangeiros, 
muitos dos quais têm elevada concentração de ácidos naftênicos[2]. Além disso, esses 
crus têm sido recuperados em áreas em que não era conhecida a produção desse tipo de 
petróleo, tais como China e África[4]. Dessa forma, óleos crus de baixo custo começaram a 
ser processados em plantas construídas com aços convencionais e de baixo custo, 
exigindo que algumas modificações sejam feitas[1]. 
 A princípio, uma melhor compreensão dos fundamentos da corrosão por ácidos 
naftênicos conduz à identificação do potencial corrosivo dos óleos crus e permite a 
seleção de crus adequados a serem processados nas unidades construídas com material 
barato sem preocupação com a corrosão. Além disso, a seleção de materiais na 
construção de novas plantas pode prevenir a corrosão e a subseqüente contaminação do 
material por produtos da corrosão do ferro. A presença de contaminantes oriundos de 
processos corrosivos pode resultar no envenenamento de catalisadores e paradas de alto 
custo[1]. 
Os ácidos naftênicos são ácidos orgânicos que estão presentes em muitos óleos 
crus, especialmente nos petróleos provenientes da Califórnia, Venezuela, Leste Europeu, 
Rússia, China, e Venezuela[1]. Embora exista menor quantidade de outros ácidos 
orgânicos, os ácidos principais são estruturas de anel saturado com um único grupo 
carboxila. Sua fórmula geral pode ser escrita como R(CH2)nCOOH, onde o R é 
 
usualmente um anel de ciclopentano. Ácidos de maior peso molecular podem ser 
bicíclicos (12<n<20), tricíclicos (n>20) e também policíclicos[5]. Possuem temperatura de 
ebulição variando entre 177 e 343 oC[6] e, quase sempre, são responsáveis pela acidez 
total do petróleo. 
Esta acidez é medida através da titulação de uma amostra do óleo com uma 
solução alcoólica de hidróxido de potássio, uma base forte, até o ponto final que assegura 
que todos os ácidos da amostra tenham sido neutralizados[4]. Este ponto final é chamado 
de número de acidez total (NAT) ou número de neutralização (NN). Muitos tipos de ácidos 
estão sempre presentes no óleo, por isso é impossível calcular a acidez em termos de 
moles de ácido ou de qualquer outro termo analítico. O total de acidez de um cru pode 
incluir vários outros ácidos orgânicos e, às vezes, ácidos minerais [7]. Um termo 
conveniente relaciona os miligramas de hidróxido de potássio usado para neutralizar os 
ácidos por grama de óleo titulado (mgKOH/góleo)[4]. 
Tem sido demonstrado que ácidos naftênicos variam em sua concentração de um 
cru para outro, mesmo que o valor do fator de ácido titulável (NAT) seja o mesmo[4]. A 
variação da taxa de corrosão se deve também aos contaminantes que alteram a 
corrosividade sem mudar o número de neutralização[6]. A verificação deste fato é feita 
através da determinação da quantidade de ácido naftênico em dada amostra de óleo. 
Esse método utiliza um cromatógrafo de fase líquida para isolar todos os ácidos 
naftênicos presentes em uma amostra. Então, a percentagem em massa desses ácidos é 
determinada por espectroscopia no infravermelho, que fornece uma resposta quantitativa 
pela comparação da absorção no IR do grupo carboxílico da amostra com a do padrão, 
uma mistura comercial de ácido naftênico[4]. 
Quando o NAT é inferior a 0,5 mgKOH/gcru, a corrosão naftênica é irrelevante. 
Alguns estudos indicam que o inicio deste tipo de corrosão ocorre entre 1,5 e 2,0 
mgKOH/gcru[1]. Acima deste valor a taxa de corrosão normalmente varia linearmente com o 
NAT, podendo haver exceções. A taxa de corrosão de aço carbono, aços de baixa liga e 
Monel praticamente dobra quando se duplica o número de neutralização. A corrosão do 
aço inoxidável AISI 410, entretanto, aumenta cerca de 5 vezes com o aumento do número 
de neutralização, provavelmente devido a perda gradual de passividade[2]. 
A corrosão por ácidos naftênicos se apresenta principalmente através de três 
formas. Sob algumas condições, o metal é afinado uniformemente, freqüentemente 
produzindo um efeito “casca de laranja” sobre a superfície. Isso pode ser observado na 
parte inferior de pratos e downcomers, onde existe alta concentração de ácido 
condensado do vapor. Áreas afinadas também ocorrem quando o ácido condensado 
 
escoa pelas paredes de um vaso[4][6]. 
Outras condições produzem pitting, freqüentemente em tubulações ou soldas. Eles 
podem estaraglomerados ou se formarem em um padrão associado com uma solda ou 
qualquer outra característica geométrica da superfície. Usualmente o metal externo ao pit 
é coberto com um filme de sulfeto pesado, preto, enquanto a superfície do pit tem apenas 
um filme fino, de cor variando do cinza para o preto[4]. 
Um terceiro tipo de corrosão é facilmente reconhecido como corrosão-erosão, pois 
o ataque do metal tem relação definida com o escoamento do fluido. A regra derivada 
dessas observações é que, quanto mais complexa for a corrosão – uniforme → pitting → 
corrosão-erosão – menor é o valor de NAT que desencadeia o processo[4]. 
A natureza do processo de corrosão depende da localização no processo de refino. 
Tubos de fornos, linhas de transferência, recheio de torres, peças internas de bombas, 
válvulas e acessórios são potencialmente susceptíveis, assim como paredes de colunas 
sujeitas à formação de película de condensado descendente. Um ataque mais localizado 
pode ocorrer em regiões sujeitas à formação de filme de sulfeto, embora este filme possa 
ser benéfico. Corrosão-erosão pode ocorrer, por exemplo, em regiões sujeitas a altas 
velocidades em linhas de transferência[5][1]. 
Geralmente a corrosão se dá pelo produto de fundo da coluna de destilação 
atmosférica que processa o óleo cru[6]. A corrosão é maior na interface entre o vapor e o 
filme líquido que se forma sobre a superfície metálica dos equipamentos, nas regiões de 
condensação entre 230ºC e 400ºC. 
A corrosão por ácidos naftênicos ocorre principalmente nas unidades de destilação 
de cru e à vácuo, e menos freqüentemente nas operações de craqueamento catalítico e 
térmico. Esta corrosão é mais pronunciada em locais com alta velocidade e turbulência, 
como em cotovelos, reforços de solda, impulsores de bombas, bocais de injeção de vapor 
e em locais onde ocorre gotejamento de frações condensadas sobre as superfícies 
metálicas [7]. 
Basicamente mudando-se o material com que é feito o equipamento, pode-se 
controlar a taxa de corrosão por ácido naftênicos[6]. A escolha do material pode ser 
realizada em função de duas variáveis de processo: 
• Temperatura: em temperaturas inferiores a 220ºC, aços carbono de baixa ou 
média liga podem ser utilizados, porém em temperaturas superiores deve-se 
usar aço inox austenítico com um teor mínimo de molibdênio de 2,5%[4][6]. 
• Velocidade: em baixas velocidades não se recomenda o uso de aços inox 
304, 321 e 347. Para estes casos deve-se utilizar aços inox 316 ou 317 
 
devido à adição de molibdênio. Em alguns casos, como em linhas que 
trabalham com vácuo, usa-se o aço inox 317, ao invés do 316, devido à 
maior percentagem de molibdênio em sua liga[6]. 
A velocidade tem um efeito marcante na corrosão de tubos de fornos e linhas de 
transferência devido à turbulência provocada pelo fluxo bifásico (líquido/vapor). Sendo o 
efeito ainda maior onde ocorre turbulência provocada por barreiras físicas, como em 
curvas, locais com excesso de penetração de soldas, desalinhamentos e bombas. Na 
tabela abaixo está registrada a influência da velocidade e da turbulência nas taxas de 
corrosão de alguns materiais de maior utilização na indústria do petróleo[8]. 
 
Tabela 1 - Influência da velocidade e da turbulência numa linha de transferência em 
trechos retos e curvos (Temperatura do produto 360 oC) 
Material Índice de acidez 
mgKOH/g 
Velocidade linear 
m.s-1 
Taxa de corrosão 
mm.ano-1 
Aço carbono 
Aço carbono 
1,5 
1,5 
73 
26 
12 (máx. nas curvas 
0,6 (trecho reto) 
5Cr - 0,5 Mo 
5Cr – 0,5 Mo 
5Cr – 0,5 Mo 
1,5 
1,5 
0,6 
73 
26 
45 
2 (máx. nas curvas 
0,6 (trecho reto) 
0,6 (máx. nas curvas) 
9Cr – 1 Mo 1,5 73 0,7 (máx. nas curvas) 
AISI 316 1,5 26 Não detectado 
 
Com relação à influência da temperatura, a corrosão por ácidos naftênicos ocorre 
nos aços carbono, aços de baixa liga, aços inoxidáveis AISI 410 e austeníticos AISI 316 
na faixa de temperatura de 200oC a 400oC[9]. 
Crus oriundos de várias partes do mundo têm diferentes graus de corrosividade. 
Crus da costa oeste da América do Norte têm sido os mais corrosivos, enquanto os da 
Venezuela, por exemplo, parecem não requerer a utilização do mesmo grau de ligas nas 
unidades de crus. A prática usual tem sido usar materiais como aço inox austenítico com 
um mínimo de teor de molibdênio de 2,5% quando for encontrada corrosão por ácido 
naftênico. 
Existem várias técnicas de monitoração para avaliar o comportamento de um metal 
em um meio corrosivo. A escolha da técnica que oferece as melhores respostas depende 
do tempo de resposta desejado, da compatibilidade com o meio corrosivo e da 
capacidade de detecção da forma de ataque (uniforme, localizada, etc.). Dados fornecidos 
por cupons de perda de massa não permitem uma avaliação de campo precisa, uma vez 
que não é possível acompanhar a variação das taxas de corrosão com o tempo. Isso 
impossibilita qualquer correlação da taxa de corrosão do material com as variáveis de 
 
processo ou com as características do meio. Esta correlação é importante para a 
compreensão e determinação do tipo de processo corrosivo predominante[10]. 
Na situação de interesse, as temperaturas e velocidades nas linhas de 
transferência são elevadas (± 370ºC e 40-60 m/s), o que gera um fluxo bifásico. Além 
disso, o petróleo é um meio não condutor, o que dificulta a utilização de métodos 
eletroquímicos. Uma técnica capaz de ser usada para este caso é a técnica de resistência 
elétrica, pois permite monitorar as taxas de corrosão em tempo real, não é afetada pelas 
características do fluído, suporta temperaturas de até 530ºC e é adequada para a 
detecção de um processo corrosivo uniforme. Esta técnica possui limitações, alterações 
significativas de temperatura podem causar um ruído nas leituras, em função de 
mudanças na resistividade do elemento sensor. Outro problema é a formação de filmes 
de produto de sulfeto de ferro que são semicondutores[10]. 
 
 
 
 
2. ESTADO ATUAL DA ARTE 
 
2.1. Mecanismo de corrosão por ácidos naftênicos 
 
O processo de corrosão é descrito tipicamente pelas reações[1]: 
 
Fe + 2RCOOH → Fe(COO)2 + H2 
Fe + H2S → FeS + H2 
Fe(RCOO)2 + H2S → FeS + 2RCOOH 
 
Os naftanatos de ferro são solúveis no óleo e a superfície é relativamente livre de 
filmes. Na presença de H2S um filme de sulfeto é formado, o qual pode oferecer alguma 
proteção dependendo da concentração do ácido[1]. 
Os processos descritos pelas equações acima podem ser aplicados tanto para as 
reações químicas quanto para as eletroquímicas. Para distinguir as contribuições relativas 
dos processos químicos e eletroquímicos sobre a taxa de corrosão, uma alternativa seria 
a aplicação de uma corrente anódica alta na amostra e a comparação da perda de massa 
obtida com a predita pela Lei de Faraday. O uso do método da polarização linear é 
desaconselhado pela incerteza na medida do potencial nestes fluidos nas temperaturas 
de operação[1]. 
 
2.2. Influência das variáveis de processo 
 
Em relação a temperatura, a corrosão naftênica é praticamente desprezível abaixo 
de 230ºC, aumentando continuamente com a temperatura acima de 250ºC. Acima de 
260ºC aproximadamente, os ácidos naftênicos vaporizam-se parcialmente, dependendo 
da pressão e do tipo de cru. A vaporização normalmente diminui a quantidade de ácido no 
líquido e contra balança um aumento na tendência à corrosão devido ao aumento da 
temperatura. Os ácidos naftênicos vaporizados não são agressivos aos materiais comuns 
utilizados na construção dos equipamentos [1]. 
As taxas de corrosão atingem um máximo em aproximadamente 370oC e acima de 
400ºC, os ácidos naftênicos se decompõem produzindo compostos neutros[4]. Acredita-se 
que o aumento das taxas de corrosão, com o acréscimo da temperatura a partir de 380ºC, 
 
é causado pela influência dos componentes sulfúricos que se tornam corrosivos ao aço 
carbono e aos aços de baixa liga nestas temperaturas[7]. 
Como a atividade dos ácidos naftênicos de baixo peso molecular é maior, as 
frações mais pesadas geralmente são menos corrosivas. 
A cinética da corrosão pode ser representada pela equação de Arrhenius para 
temperaturas superiores a 288ºC, e, provavelmente para temperaturas inferiores, sendo 
pouco influenciada pela pressão. A corrosão em aço carbono e aço inox AISI 410 
praticamente triplica quando aumenta-se a temperatura em 55ºC[1]. 
A corrosão naftênica ocorre exclusivamente em fase líquida. O ataque é 
aparentemente maior quando o ácido muda de fase condensando-se sobre o metal 
produzindo sulcos característicos que distingue este tipo de corrosão do ataque sulfúrico 
a altas temperaturas[2]. Isto indica que a corrosão é acentuada em temperaturas um pouco 
inferiores ao ponto de condensação do ácido[1]. 
A velocidade é um dos fatores que mais influencia o ataque naftênico. O produto 
de corrosão é extremamente solúvel em óleo sendo facilmente removido pela incidência 
de fluxo. Por este motivo a superfície corroída se apresenta lisa e isenta de produtos de 
corrosão. 
Na prática, a influência da velocidade e da turbulência é demonstrada pela 
observação que a corrosão por ácidos naftênicos é mais severa em áreas de alta 
turbulência, como derivações, cotovelos e bombas. Altas velocidades e turbulência podem 
acelerar este tipo de corrosão, porém o efeito não é pronunciado em colunas de 
destilação, trocadores de calor e tubulações que transferem líquidos. O fluxo do fluido 
pode ter um efeito forte na corrosão de tubos de fornos e linhas de transferência de 
fluidos em fase líquida e vapor[1]. 
 
2.3. Sistemas Experimentais 
 
Testes em laboratório foram revisados por Tebbal e Kane[11]. O primeiro desafio é 
manter as condições químicas na “temperatura de análise” e se deve-se utilizar um 
sistema de autoclave selado ou aberto. Em um sistema aberto com condensador, a perda 
de gases como H2S é inevitável com o tempo. A não ser que as frações leves sejam 
condensadas. Um sistema selamento pode levar a altas e irreais concentrações de H2S. 
Tebbal e Kane afirmam que uma válvula de alívio de pressão e um condensador podem 
gerar dados de corrosão muito próximos aos determinados nas plantas, porém, 
reconhecem que existe uma certa arbitrariedade no nível de pressão estabelecido. Para 
 
isso, é necessário que os dados das plantas estejam disponíveis e que diversos crus 
possam ser analisados. 
A decomposição dos ácidos devido à temperatura é também um assunto de 
interesse nas simulações em laboratório. Em um teste de laboratório com um ácido de um 
único anel (CHCA), Turnbull e Francis[1][12] observaram uma decomposição acentuada do 
ácido à 275ºC, evidenciada por um decaimento rápido do NAT com o tempo (Figura 1). O 
uso de condensadores duplos demonstrou que isto não é devido somente a perda de 
espécies voláteis, o que foi confirmado pela observação de que o decaimento do NAT foi 
significante somente na presença de metal exposto a corrosão. Na ausência de metal, o 
valor do NAT diminuiu somente de 18 para 16, considerando-se o mesmo tempo de 
análise. Cálculos simples da taxa de perda de massa indicam que o consumo de ácido 
pela corrosão foi muito pequeno para explicar o decréscimo do valor do NAT. Em uma 
mistura comercial de ácidos naftênicos, o valor do NAT decresceu de 18 para 9, 
sugerindo que a decomposição é mais significante para ácidos mais leves. 
A dependência da taxa de corrosão com a temperatura para diferentes tipos de 
ligas foi investigada por McConomy[13] e por Helen[14] em seus estudos de campo. O 
primeiro estudo resultou na curva de McConomy modificada (Figura 2), com o fator de 
correção para compostos sulfúricos (Figura 3). 
 
 
 
Figura 1 - Dependência do número de acidez total em relação ao tempo de exposição do 
aço carbono 1018 em óleo mineral com 0,25 M CHCA a 275ºC[1] 
 
 
 
Figura 2 - Curva Modificada de McConomy[13] 
 
 
 
Figura 3 - Multiplicador de taxa de corrosão[13] 
 
Blaco et al.[8] apresentou dados de corrosão que foram coletados de linhas de 
transferência de óleo cru a 360ºC indicando que a taxa de corrosão do aço carbono é 
consideravelmente maior do que a do aço 5Cr-0,5Mo quando o óleo cru flui em altas 
velocidades. Gutzeit[2] mostrou que em misturas de óleo e ácidos naftênicos a 280ºC, com 
velocidades de até 4 m/s na fase líquida, a influencia da velocidade na corrosão é 
pequena. Nos mesmos experimentos, ele encontrou um grande aumento na corrosão da 
fase vapor (condensado) quando a velocidade aumentou de 0 para 0,12 m/s. Ele também 
mostrou que aumentos adicionais de velocidade até 4,0 m/s diminuem a corrosão. Este 
efeito é atribuído às forças centrifugas do sistema, que impedem a formação de filme de 
 
condensado em altas velocidades. 
Medidas da taxa de corrosão feitas em laboratório por Tebbal e Kane [15] sugerem 
taxas gerais da ordem de 20-25 mpy (0,51-0,64 mm/ano), tanto para aço 5Cr quanto para 
o 9Cr, com pequeno impacto em relação ao aumento da velocidade, embora o ataque por 
pitting seja realçado. 
Piehl[16] apresentou resultados da avaliação da performance de materiais feita 
através de cupons expostos em refinarias junto com dados de inspeção. Seu trabalho 
mostrou que aços carbono e aços AISI 410 corroem rapidamente quando expostos a uma 
coluna de destilação a vácuo de cru. Nestas mesmas condições, as ligas AISI 430, AISI 
304, Incoloy 800 e Inconel 600 também corroem de forma similar, mas com taxas 
inferiores.Aço AISI 316 e outros aços inoxidáveis de alta liga não evidenciaram nenhuma 
corrosão significativa, mas Piehl observou que a liga AISI 316 irá corrói se a sua 
percentagem de molibdênio cair abaixo de um nível crítico (2-3%). 
Guitzeit[2] observou a influência do calor e dos tratamentos de superfície sobre as 
características da corrosão. Em relação ao AISI 410 e ao aço carbono, a taxa de 
corrosão abaixo de 232ºC para os dois materiais é baixa (menos que 3 mpy, 0-0,076 
mm/ano). Em altas temperaturas, a liga AISI 410 corrói com a metade da taxa da corrosão 
do aço carbono. Ele mostrou também que a taxa de corrosão dos aços carbono, 7Cr-
0,5Mo e 9Cr-1Mo aumenta cerca de 2-5 vezes quando o valor do NAT é dobrado. Sob 
condições similares, a taxa de corrosão da liga AISI 410 aumenta cerca de 4-6 vezes. Ele 
sugeriu que este comportamento pode ser devido à natureza do ataque, porém não se 
tem dados suficientes para tirar conclusões definitivas. Entretanto, seu trabalho indica que 
a liga AISI 410 é um pouco mais resistente contra a corrosão do que os aços carbono e 
de baixo teor de cromo, como também sugerido por Derungs[3]. As isotermas de corrosão 
produzidas por Gutzeit (Figura 4) parecem ser as melhores para predizer as taxas de 
corrosão dos materiais em meios com ácidos naftênicos [1]. Em seu trabalho sobre a 
influência do tratamento térmico sobre a corrosão em aços inoxidáveis, o estrago 
observado foi sempre menor para o material recozido e a liga AISI 317 aparentou ser o 
material mais resistente. 
 
 
 
Figura 4 - Isotermas de corrosão para aço carbono em mistura de óleo e ácidos 
naftênicos [2] 
 
Em estudos recentes, Craig[17] investigou a influência do molibdênio na resistência 
contra corrosão por ácidos naftênicos. Ele demonstrou que um aumento de 5 vezes no 
teor de molibdênio aumenta a resistência contra a corrosão em 10 anos. Sob altas 
velocidades, o efeito do molibdênio é mais acentuado. 
Paiva[10] fez ensaios de campo utilizando a técnica de resistência elétrica, tanto em 
unidades de destilação atmosférica quanto em unidades de destilação a vácuo, como 
método de detecção da corrosão por compostos de enxofre e por ácidos naftênicos. Para 
isso, usou sensores cilíndricos em aço 9Cr – 1Mo e em aço AISI 410. Este último 
demonstrou ser sensível à corrosão naftênica, enquanto que o primeiro foi sensível à 
corrosão por compostos de enxofre na destilaçãoatmosférica. Ele observou também que 
o processo corrosivo predominante nas linhas de transferência e fornos desta unidade é a 
corrosão naftênica, enquanto na destilação a vácuo os compostos de enxofre são os 
principais agentes corrosivos. 
Paiva[10] também realizou ensaios em laboratório, em autoclave, testando aço 
carbono, 5Cr-0,5Mo, 9Cr-1Mo e AISI 410, jateados ou pré-sulfetados, instalados em um 
carrossel de modo a atingir velocidades tangenciais da ordem de 13 m/s e submetidos a 
 
temperaturas de até 340ºC. Entre os resultados, ele obteve o tempo de duração ideal dos 
ensaios (48 a 72 horas) e o melhor meio para detecção da corrosão naftênica (cru 
reduzido). 
 
 
 
 
 
3. OBJETIVOS 
 
O principal objetivo deste trabalho é o estudo do comportamento eletroquímico 
de diversos materiais em meio contendo ácidos naftênicos sob condições de escoamento. 
O desenvolvimento de um sensor para a monitoração de corrosão por ácidos 
naftênicos será uma atividade que estará sendo realizada paralelamente ao 
desenvolvimento deste projeto. 
Para isso, será montada uma unidade experimental, que permita a simulação 
do processo de corrosão por ácidos naftênicos em escoamento, e avaliação a influência 
de diversas variáveis (temperatura, vazão e NAT) sobre a resposta de um sensor de 
corrosão que utiliza princípios de sistemas bimetálicos. 
 
 
 
 
4. MATERIAIS E MÉTODOS 
 
Conforme colocado na introdução deste projeto, a natureza do processo de 
corrosão depende da localização no sistema de refino. Processos de corrosão-erosão 
podem ocorrer, por exemplo, em regiões sujeitas a altas velocidades em linhas de 
transferência[5][1] como tubos de fornos, linhas de transferência, peças internas de 
bombas, válvulas e acessório. 
O desenvolvimento deste projeto prevê o estudo de processos corrosivos 
relacionados ao escoamento e, portanto, prevê-se a montagem de uma unidade 
experimental que simule as condições de escoamento de uma planta de refino de 
petróleo. Nesta unidade serão feitos controles de temperatura e de vazão. Toda a unidade 
será confeccionada em aço 316 ou 317 a fim de evitar processos significativos de 
corrosão e degradação dos ácidos naftênicos nas condições a serem aplicadas. Desta 
forma, mantém-se o NAT estável e qualquer variação significativa do NAT será 
conseqüência de reações com as sondas utilizadas e, portanto, quantificáveis. 
O reator será confeccionado de forma a possibilitar a inclusão de sondas e 
sistemas de medida eletroquímica. Será utilizada uma configuração em forma de L a fim 
de se obter um maior favorecimento de processos de corrosão/erosão. 
 
 
Figura 5 - Representação do reator em forma de L 
 
 
 
Figura 6 - Fluxograma do sistema proposto 
 
A solução a ser utilizada será composta por uma mistura de ácidos naftênicos 
diluídos em óleo mineral. Diferentes composições serão preparadas de forma a serem 
obtidos diferentes NAT. 
O fluxo será controlado através de uma bomba e o aquecimento através de um 
trocador de calor. Todo sistema terá isolamento térmico. 
Também fará parte do trabalho a montagem de um sistema de tratamento de 
resíduos e dos efluentes gerados. Para isso, serão utilizados leitos de esferas de ferro. Os 
efluentes finais poderão ser utilizados como material combustível. 
A medida da taxa de corrosão será feita utilizando um eletrodo aço carbono/aço 
inox confeccionado conforme Slavcheva[1]. Será utilizado um potenciostato Radiometer 
Voltalab acoplado a um amplificador de potencial (100V) para avaliação o comportamento 
eletroquímico do sistema em diversas condições de processo. Uma das técnicas a ser 
utilizada é a de resistência de polarização. 
Através da aplicação de um potencial constante e do registro da variação de 
corrente com tempo e temperatura poderão ser obtidas informações acerca da 
estabilidade eletroquímica do sistema. A influência de variações de composição do 
elemento da sonda (carbono, etc) será avaliada através da determinação da taxa de 
corrosão correspondente. 
 
 
 
 
5. RESULTADOS ESPERADOS 
 
• Desenvolvimento de metodologia que permita a monitoração da corrosão por 
ácidos naftênicos on line e em tempo real e com maior tempo de vida útil que os sistemas 
existentes atualmente. 
• Sistema para estudos de processos corrosivos por ácidos naftênicos em 
escoamento e avaliação de sondas específicas. 
• Consolidação de conhecimentos acerca dos processos corrosivos causados 
por ácidos naftênicos. 
 
 
 
 
 
6. CRONOGRAMA DE EXECUÇÃO 
 
Para o desenvolvimento deste projeto serão realizadas as seguintes etapas: 
 
A – Elaboração de pesquisa bibliográfica e levantamento de informações sobre 
corrosão por ácidos naftênicos; 
B – Montagem do reator e sistemas de controle; 
C – Montagem de eletrodo para medida de taxa de corrosão eletroquímica; 
D – Aquisição de reativos; 
E – Aplicação de técnica de ZRA; 
F – Medidas de resistência de polarização; 
G – Elaboração da dissertação; 
H – Exame de qualificação; 
I – Defesa da dissertação. 
O desenvolvimento deste projeto está previsto para realização segundo o seguinte 
cronograma de realização: 
 
 Duração das atividades 
 
an
o 2003 2004 2005 
 
m
ês
 
03/04 05/06 07/08 09/10 11/12 01/02 03/04 05/06 07/08 09/10 11/12 01/02 
A X X X 
B X X X X 
C X X X X 
D X 
E X X X 
F X X X 
G X X X X 
H X 
Et
ap
as
 
I X 
 
Durante o período do projeto pretende-se obter o número de créditos requerido 
com as seguintes disciplinas: 
 
 
 
 
 
Código Nome Nº de horas Créditos 
TM 809 Matemática 60 4 
CQ 736 Tópicos Especiais em Química II 60 4 
TQ 751 Termodinâmica 60 4 
CQ 763 Métodos eletroquímicos 60 4 
TQ 764 Fundamentos da corrosão 60 4 
CQ 730 Eletroquímica avançada 60 4 
TM 703 Ciência dos materiais 60 4 
TM 715 Seminários 30 2 
 
 
http://www.pipe.ufpr.br/materiais/cienciadosmateriais.htm
http://www.pipe.ufpr.br/processos/termodinamica.htm
http://www.pipe.ufpr.br/materiais/metodoseletr.htm
http://www.pipe.ufpr.br/materiais/fundcorrosao.htm
http://www.pipe.ufpr.br/materiais/eletravan.htm
http://www.pipe.ufpr.br/materiais/cienciadosmateriais.htm
 
 
 
7. FINANCIAMENTO 
 
Equipamento para medida de resistência de polarização e taxa de corrosão já 
se encontra disponível. 
Reativos necessários serão adquiridos com recursos do PRH-24 (ANP). 
O Reator e o sistema de controle de temperatura e vazão serão montados com 
recursos de diversos projetos de pesquisa ligados ao Fundo CTPETRO. 
Os eletrodos serão montados com recursos de projetos junto ao Fundo 
CTPETRO. 
As análises de NAT serão realizadas no próprio laboratório. 
 
 
 
 
 
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
[1] SLAVCHECA, E., et al. Review of naphthenic acid corrosion in oil refining. 
British Corrosion Journal, vol. 34, nº 2, 1999, pp. 125-131. 
[2] GUTZEIT, J. Naphthenic Acid Corrosion in Oil Refinaries. Materials 
Performance, vol. 16, nº 10, 1977, pp. 24-35. 
[3] DERUNGS, W.A. Naphthenic Acid Corrosion – An Old Enemy Of The 
Petroleum Industry, Corrosion, vol. 12, nº 2, 1956, pp. 41. 
[4] BABAIAN-KIBALA, E., et al. Naphthenic Acid Corrosion in Refinary Settings. 
Materials Performance, vol. 32, nº 4, april/1993, pp. 50-55. 
[5] GARVERICK, L. Corrosion in the Petrochemical Industry. ASM International, 
USA, 1995, pp. 332-333. 
[6] SCATTERGOOD, L., et al. Naphthenic Acid Corrosion, an Update of Control 
Methods. Corrosion, 1987, paper nº 197. 
 [7] COOPER, C. M. Naphthenic Acid Corrosion. Hydrocarbon Processing, vol. 51, 
nº 8, 1972, pp.75-76. 
[8] BLANCO, E.F.; et al. Experience with Naphthenic Acid Corrosion in Refinery 
Distillation Process Units, Corrosion, 1983, paper nº 99. 
[9] DOS SANTOS, I. Corrosão por ácidos naftênicos em unidades de destilação 
atmosférica e a vácuo. Relatório Interno Petrobrás/REPLAN, 1992. 
[10] PAIVA, G. J. M. As Técnicas de perda de massa ede resistência elétrica na 
análise da corrosão naftênica em laboratório e em campo. Rio de Janeiro, 
1999. Tese de mestrado em Ciências em Engenharia Metalúrgica de 
Materiais – Programa de Pós-graduação de Engenharia, UFRJ. 
[11] TEBBAL, S.; KANE, R. D. Assessment of Crude Oil Corrosivity, Corrosion, 
1998, paper nº 578. 
[12] FRANCIS, P. E.; TURNBULL, A. unpublished work, National Physical 
Laboratory, Teddington, 1997. 
[13] MCCONOMY, H. F. High Temperature Sulfidic Corrosion in Hydrogen-Free 
Environment, Proceedings of API Division of Refining, vol. 43, nº 3, 1963, 
pp. 78. 
[14] HELER, J. Mater. Prot., 1963, 2, (9), 90. 
[15] TEBBAL, S.; KANE, R. D. Review of Critical Factors Affecting Crude 
 
Corrosivity, Corrosion, 1996, paper nº 607. 
[16] PIEHL, R.L. Naphthenic Acid Corrosion in Crude Distillation Units, Materials 
Performance, vol. 27, nº 1, 1988, pp. 37-43. 
[17] CRAIG, H.L. Naphthenic Acid Corrosion in the Refinery, Corrosion, 1995, 
paper nº 333.